(四)煤電經濟性展望
2014-2016年上半年的低煤價與高上網電價給煤電項目帶來了可觀的經濟效益。隨著2016年初煤電上網電價下調3分錢和2016年下半年動力煤價格的迅速攀升,煤電盈虧平衡迅速發(fā)生逆轉。進一步,在電力供需寬松的大環(huán)境下,煤電機組利用小時數的逐步走低和直購電比例穩(wěn)步擴大等因素對煤電項目的經濟性產生了巨大影響,預計2017年全國煤電將陷入全行業(yè)虧損的境地。經測算,一個標準60萬千瓦的煤電項目,利用小時數為4072小時,5500大卡的動力煤價格按照535元/噸的長協價進行核算,其度電成本約為0.35元/kWh;而煤電上網電價調整后,全國煤電上網電價平均水平約為0.36元/kWh,再考慮直購電降價和比例擴大因素,煤電2017年的全行業(yè)虧損局面將無可避免。2016年全國直購電量約8000億千瓦時,占同年煤電發(fā)電量的20%,度電比標桿電價降幅約6分錢,相當于煤電一度電降低1.2分錢;2017年直購電量要達到全社會用電量的30%,約占當年煤電電量的45%,如按6分錢降價幅度計,相當于煤電一度電降低2.7分錢。
選取廣東、山東、山西、新疆和內蒙古五個在建煤電規(guī)模最大的省份對煤電機組經濟性作進一步分析。從LCOE與上網電價的對比情況來看,廣東、內蒙古與山東三省(區(qū))電價和度電成本基本持平,而山西、新疆兩大煤電基地省份將出現成本與電價倒掛。從新建項目投資回報來看,廣東、山東和內蒙古三?。▍^(qū))的內部收益率尚能維持在5%左右,另外兩省份該收益率預計將跌至負值,無法收回投資。要注意到這些省份要么是煤電基地省份、要么是電力負荷中心省份,其變化對判斷全國煤電經濟性走勢有著風向標意義。
圖6. 2017年典型省LCOE與上網電價對比